Analiza creșterii prețurilor gazelor naturale

și energiei electrice Cauzalitate și efecte

Future Energy Leaders Romania

office@felromania.org

5 Iulie, 2021

1

Context Ca urmare a creșterii prețului de achiziție a energiei, în contextul liberalizării piețelor, există posibilitatea ca această scumpire să fie asociată de către actori ai sectorului energetic - între care și consumatorii finali - cu o decizie strict comercială a producătorilor/ furnizorilor de energie și gaze naturale de maximizare a câștigurilor înregistrate.

În fapt, un cumul de elemente stabilește premisele pentru confruntarea Uniunii Europene (UE) şi implicit a României cu o creștere semnificativă a prețurilor gazelor naturale, a cărui efect va fi resimțit și pe segmentul pieței de energie electrică.

Analizând influențele din piață, constatăm că situația este mult mai complexă, obiectivă și cu implicații la nivelul economiei naționale.

De aceea, este important să înțelegem fenomenul, să identificăm cauzele și să informăm stakeholderii despre importanța solidarității lor în fața acestei provocări comune.

În esență, principalele motive generatoare a situației din prezent se înscriu pe următoarele coordonate:

Variația prețului înregistrat pe bursa zilnică de energie (conform Operatorului Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale (OPCOM) – Piața pentru Ziua Următoare (PZU) în anul 2021 (ianuarie – iunie) vs. 2020 este de +181%;

Fluxurile transfrontaliere de import de energie au înregistrat o creștere de 23.1% în 2020 vs. 2019;

Raliul făcut de prețul emisiilor de CO2. Certificatele de emisii1 se tranzacționau până de curând la 55 de euro, de la o medie de 24 de euro. Sectorul energetic este cel mai afectat;

Continua scumpire a gazelor naturale. Gazprom – unul din principalii actori care aprovizionează Europa cu gaze naturale, anunță un preț cu peste 50% mai ridicat decât cel de anul trecut.

Reconfigurarea ecuației geopolitice regionale prin decizia Federației Ruse (FR) de a renunța la ruta ucraineană de transport pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a Europei2;

Revenirea la cote normale a consumului industrial pe plan național odată cu ridicarea restricțiilor pandemice;

Gradul relativ scăzut de încărcare al depozitelor de gaze naturale, atât pe plan european cât și național.

Diminuarea producției indigene de gaze naturale pe plan european, respectiv 54 miliarde metri cubi (mmc) în raportul Q4 20203 față de 70 mmc în Q4 20194;

Gradul relativ redus al importurilor realizate via Liquefied Natural Gas5 (LNG), ca urmare a redirecționării volumelor de gaze naturale către piețele din Asia, cu 27% mai scăzut față de perioada similară a anului trecut.

1 Ca parte a mecanismului european din 2005 referitor la obiectivele de reducere a poluării, entitățiile producătoare de emisii de CO2 sunt obligate să dețină un certificat pentru fiecare tonă emisă. 2 Potrivit concluziilor formulate în raportul trimestrial (Q4 2020) de monitorizare a piețelor de gaze publicat de Comisia Europeană se arată că Nord Stream s-a profilat ca sursă principală de aprovizionare a UE, cumulând circa 37% din totalul volumelor exportate dinspre Federația Rusă. 3 https://ec.europa.eu/energy/sites/default/files/quarterly_report_on_european_gas_markets_q4_2020_final.pdf (link accesat la data 20 iunie 2021) 4 https://ec.europa.eu/energy/data-analysis/market-analysis_en#gas-and-electricity-market-reports (link accesat la data 20 iunie 2021) 5 Gaz natural lichefiat.

2

Figura 1. – Evoluția prețurilor gazelor naturale pe piețele spot europene

Efectul conjugat al acestor factori a indus un dezechilibru la nivelul raportului dintre cerere și ofertă, aspect evidențiat și de evoluția prețurilor conexe gazelor naturale practicate la nivelul principalelor hub-uri europene (conform Figura 1).

❶ Importul de gaze naturale

Condiții externe favorizante pentru creșterea prețurilor Principalul factor catalizator pentru situația descrisă este reprezentat de decizia FR de a utiliza rute alternative celei tradiționale – prin Ucraina - de aprovizionare a UE.

Reține atenția faptul că, în mod tradițional, sistemul ucrainean de transport al gazelor naturale asigură aproximativ două treimi din volum total vehiculat dinspre Federația Rusă spre Europa.

Pentru România, starea de fapt echivalează cu subutilizarea principalelor rute de aprovizionare, așa cum este ilustrat în Figura 2 de mai jos.

În același timp, monitorizarea graduliu de utilizare al punctelor transfrontaliere de import-export al gazelor naturale în cursul Q1 2021, a evidențiat faptul că interconecorul dintre România - Ungaria a fost utilizat eminamente pentru export ca efect al gradului de deschidere al pieței.

De interes în ecuația prezentată este și opțiunea producătorului Gazprom de a nu rezerva capacitate întreruptibilă pe ruta ucraineană, în pofida unor lucrări de mentenanță6 pe rutele alternative de aprovizionare a UE, potrivit unei analize recente realizate de ICIS7.

Starea de fapt a indus un recul la nivelul prețurilor conexe gazelor naturale practicate la nivelul principalelor hub – uri europene, cu implicații și pe componenta energiei electrice tranzacționate.

6 Atât la nivelul gazoductului NORDSTREAM 1, cât și la nivelul conductei Yamal. 7 Independent Commodity Intelligence Services.

3

Figura 2. – Rute de aprovizionare pe traseul Federația Rusă – Ucraina – Uniunea Europeană

De asemenea, pe fondul unor limite impuse de infrastructură, volumele importate pe interconectorul cu Bulgaria nu au putut compensa deficitul creat de importul realizat prin tranzitul ucrainean.

Situația descrisă se suprapune peste un context internațional nefavorabil cauzat, în principal, de cererea ridicată înregistrată pe piețele asiatice, dar și de nevoia (mai) stringentă a Statelor Unite ale Americii (SUA) de a-și reface stocul de gaze naturale din depozite.

Figura 3. – Prognoza prețuri gaze naturale – piața angro

4

Pe plan regional și global, la creșterea prețurilor (mai) contribuie următorii factori: ∎ gradul scăzut al volumelor de gaze naturale înmagazinate (aprox. 30%) în Q1 2021 pe plan european, situat sub media ultimilor 5 ani; ∎ record istoric al costului certificatelor CO2 înregistrat în luna decembrie 2020, de 57 EUR/t; ∎ cererea ridicată de gaze naturale pe piețele din Asia (în special din China și Japonia), evaluată la circa 11% year over year (yoy) în 2021.

Condiții interne care facilitează creșterea prețurilor La nivel național, evoluția internă a prețurilor conexe gazelor naturale reflectă dinamica internațională a prețurilor, în principal, ca efect al creșterii gradului de deschidere a pieței de profil.

Adițional, o serie de factori interni contribuie la amplificarea fenomenului de creștere al prețurilor conexe gazelor naturale, precum: ∎ un grad de încărcare a depozitelor subterane de înmagazinare situat la aproximativ 18.29% în luna mai 2021 față de 64.70% în luna mai 2020;

∎ înregistrarea unui declin al producției de gaze naturale pe plan local ca efect al optimizării portofoliului de zăcăminte.

Astfel, unul din principalii producători de gaze naturale și-a redus nivelul de producție cu aproximativ 9% în Q1 2021 față de Q1 2020.

În 2020, consumul național s-a ridicat la circa 126 TW, în timp ce producția internă a asigurat doar 103 TW, diferența fiind acoperită din import.

Prin arbitrajul realizat de traderii de gaze naturale, prețurile medii ponderate aferente platformelor centralizate de tranzacționare conform Bursei Române de Mărfuri (BRM) se înscriu în marja celor înregistrate pe hub-urile europene.

Amplitudinea pantei dată de creșterea prețurilor din luna iulie 2020 (de la 7 EUR/MWh) și până în luna mai 2021 (la aproximativ 23 EUR/MWh) confirmă tendința prețurilor interne de raliere la cele europene.

Costul cu achiziția gazelor din import s-a majorat cu 60% pentru cantitățile la care prețul este calculat în funcție de evoluția prețului petrolului pe piața internațională și chiar cu 200% pentru unele produse în hub-urile europene.

Pe de altă parte, apreciem că printre efectele GRP8 (resimțite până în luna aprilie 2021), regăsim menținerea unui nivel scăzut al prețului gazelor naturale din producția internă.

Această situație a creat condițiile favorabile pentru traderi de realiza un arbitraj al prețurilor, în condițiile creșterii gradului de interconectare al piețelor regionale.

Situația a avut în schimb repercursiuni negative asupra prețului practicat până în prezent pe segmentul angro al pieței, favorizând exportul de gaze naturale.

În același timp, a generat presiune pe modul de formare a prețului intern conex acestei resurse, prin destabilizarea raportului dintre cererea și oferta locală.

8 Gas Release Programme.

5

Mai mult, perspectiva relansării activității economice/ industriale în condițiile relaxării restricțiilor pandemiei de COVID – 19 stabilește cadrul pentru o discrepanță mai accentuată între nivelul de producție și necesarul de consum național.

Prețul de achiziție a gazelor naturale din producție internă pentru semestrul 2 al anului curent este cotat în prezent9 la BRM la aprox. 135 lei/MWh, iar pentru sezonul rece este evaluat la aprox. 150 lei/MWh.

Implicații asupra prețurilor practicate la nivelul consumatorilor finali Coagulat, costurile de achiziție, înmagazinare, transport și distribuție au cea mai mare pondere în prețul final.

Însă, dintre acestea, doar costurile de achiziție vor crește, aspect reflectat într-o majorare de aproximativ 20% a unei facturii medii de gaze naturale, respectiv de 6-7% la nivelul unei facturi de electricitate (în cazul unei locuințe de dimensiuni medii).

Nominal, situația se prezintă astfel: ● pe segmentul gazelor naturale, la un consum anual de aproximativ10 15 MWh/loc de consum Rezidențial Pasiv, valoarea medie a unei facturi ar putea crește de la aproximativ 150 lei/lună la aproximativ 230 de lei/ lună;

● pe segmentul energiei electrice, la un consum anual de aprox. 1.18 MWh/loc de consum Rezidențial SU, valoarea medie a unei facturi ar putea crește de la aproximativ 80 lei/lună, la aprox. 85 lei/lună.

9 Pentru lunile iunie, august și septembrie. 10 Consumul mediu al unui apartament cu 2 camere a fost evaluat între 7 - 9 MWh, în vreme ce consumul unei case poate ajunge între 25 – 30 MWh.

Figura 4. – Structura prețului final și impactul în factură

6

❷ Importul de energie electrică

Încă de anul trecut, importurile de energie electrică au crescut în timp ce capacitatea de producție a energiei electrice a înregistrat o scădere.

Așadar, cauza principală a acestei creșteri masive de preț este lipsa tot mai acută a capacităților noi de generare din România.

Figura 5. – Mix producție energie electrică netă

În ultimii doi ani, România a fost importator de energie electrică, iar situația se va acutiza pe măsură ce vechile centrale pe cărbune ies din funcțiune și nu sunt înlocuite cu alte surse de producție de energie.

Proiectele de centrale electrice de bază de gaze naturale mult așteptate (mai ales noua centrală a Romgaz de la Iernut, a cărei punere în funcțiune este amânată în mod constant), dublate de o lipsă de apetit investițional pe zona instalării unor noi capacități de producție din surse regenerabile, plasează România în ipostaza confruntării cu un deficit de generare.

Analizând evoluția componentelor balanței energetice, în perioada ianuarie – decembrie 2020 față de aceeași perioadă a anului precedent, consumul intern net a scăzut cu 3,1% iar producția netă de energie cu 5,4%.

Schimburile fizice transfrontaliere de export înregistrează la sfârșitul anului 2020 o evoluție liniară cu un procent de doar 0,1% mai mare față de perioada similară din anul 2019, în schimb fluxurile transfrontaliere de import au înregistrat o creștere de 23,1%.11

Figura 6. – Balanța energetică

11 https://m.bvb.ro/infocont/infocont21/TEL_20210212165157_Rezultate-financiare-preliminare-2020.pdf (link accesat la data de 20 iunie 2021)

7

În primul semestru al anului 2021

provocarea reprezentată de importurile

de energie s-a accentuat după oprirea

unui reactor de la S.N. Nuclearelectrica,

în contextul în care în luna decembrie a

anului 2020 România folosea 19.60%

energie nucleară, fapt ce a lăsat piața

expusă și a crescut mai mult importurile

de energie.12

Figura 7. – Puterea instalată în capacitățile de producție energie electrică

Figura 8. - Structura pe tipuri de resurse a energiei electrice livrate în rețele de producători cu unități dispecerizabile – Decembrie 2020

12 https://www.g4media.ro/romania-importa-aproximativ-1-000-mw-dupa-oprirea-reactorului-2-de-la-cernavoda-pentru-lucrari-de-intretinere.html (link accesat la data de 20 iunie 2021) https://www.zf.ro/companii/situatie-tensionata-pe-piata-energiei-un-reactor-de-la-cernavoda-20068420

8

Impactul certificatelor de CO2

Din mecanismul gândit pentru a contribui la decarbonarea industrială la nivel european, certificatele de carbon au devenit commodity - la fel ca petrolul, iar intrarea la tranzacționare a marilor fonduri de investiții, deciziile de la Bruxelles și micii speculatori au ridicat prețul la peste 56 de euro, nivel greu de imaginat cu ani în urmă.

Pentru sectorul de energie local, dependent în proporție de 20% de cărbuni, raliul făcut de prețul carbonului este o provocare imensă.

Figura 9. – Prețul din piață (EUR) în sistemul zilnic de tranzacționare al emisiilor de crabon din UE13

În ultimele săptămâni, certificatele de emisii de CO2 s-au scumpit cu 16 euro/unitate, depășind acum pragul de 56 de euro/unitate. Saltul este spectaculos dacă se ia în calcul media de anul trecut, de numai 24 de euro, în timp ce valorile din 2013, de 3 euro/unitate, par acum ireale.14

❸ Inflația și sectorul energetic

Rata anuală a inflației Indicelui Prețului de Consum (IPC) s-a majorat considerabil în trimestrul I 2021 – cu 0.99%, până la 3.05%, apropiindu-se de limita superioară a intervalului de variație din jurul țintei.

Saltul de dinamică a fost imprimat de componenta energetică a coșului de consum, în contextul liberalizării pieței de electricitate pentru consumatorii casnici începând cu 1 ianuarie, respectiv al accentuării pantei ascendente a cotațiilor țițeiului.

Figura 10. – Evoluția inflației

13 https://ember-climate.org/data/carbon-price-viewer/ (link accesat la data de 20 iunie 2021) 14 https://www.zf.ro/companii/raliu-facut-pretul-emisiilor-co2-certificatele-tranzactioneaza-55-20082964 (link accesat la data de 20 iunie 2021)

9

În ceea ce privește componenta alimentară, evoluția nefavorabilă a cererii din partea industriei ospitalității și, într-o măsură mai redusă, a celei de pe segmentul de retail au favorizat, de asemenea, o tendință dezinflaționistă la nivelul acestei grupe, însă mai moderată ca intensitate.

Redistribuirea unei parți a veniturilor populației – care nu a putut fi cheltuită pentru achiziția de servicii, către procurarea de bunuri durabile și semidurabile, a contribuit la o dinamică robustă a vânzărilor, având ca efect presiuni inflaționiste în ușoară creștere pe segmentul bunurilor nealimentare.

Rata anuală a inflației a crescut în ianuarie 2021 la 2.99%, de la 2.06% în decembrie 2020, și la 3.16% în februarie, mult peste nivelul anticipat anterior, sub impactul tranzitoriu al liberalizării pieței energiei electrice pentru consumatorii casnici și ca efect al scumpirii combustibililor, impulsionată de creșterea cotației țițeiului.

Începând cu luna martie s-au materializat unele presiuni inflaționiste semnificative, induse preponderent de componentele coșului de consum aflate în afara controlului politicii monetare – îndeosebi pe segmentul prețurilor combustibililor, dar și al celorlalte componente ale grupei bunurilor energetice (energie electrică și gaze naturale).

Pe plan intern, unul dintre riscurile relevante se referă la evoluția viitoare a prețului unora dintre componentele grupei produselor energetice. Astfel, prin corelația tradițională, evoluțiile recente ale prețului țițeiului de pe piețele internaționale s-au transpus în prețuri mai ridicate de import ale gazelor naturale consumate pe piața internă.

Acest trend ar putea fi amplificat de diminuarea cantităților de gaze din rezerve, în condițiile în care o serie de țări europene s-au confruntat în această iarnă cu temperaturi extrem de scăzute.

Concretizarea acestor presiuni în prețuri mai ridicate ale gazelor naturale pe piața internă ar putea avea loc în condițiile în care, la jumatatea anului curent, este de așteptat să aibă loc reînnoirea contractelor încheiate de furnizorii de gaze naturale cu consumatorii finali.

În aceste condiții, nu ar fi excluse presiuni inflaționiste de o amplitudine superioară celor din scenariul de bază în a doua parte a anului curent.

Componenta bunurilor energetice a imprimat parcursul inflaționist din primele trei luni ale anului, cu o contribuție la creșterea ratei anuale a inflației IPC de aproape 2%.

Figura 11. – Cotația țițeiului și prețul carburanților

10

Cotația Brent a afișat o tendință puternic ascendentă încă de la debutul trimestrului, în contextul ameliorării treptate a perspectivelor de revenire a economiei globale, dată fiind derularea campaniilor de vaccinare.

Pe acest fundal, prețul barilului de țiței a urcat de la circa 50$15 la finalul anului 2020 până la aproximativ 70$ în prima parte a lunii martie.

Traiectoria prețului țițeiului a fost urmată îndeaproape de cea a prețului gazelor naturale; dincolo de factorii comuni de influență, piața gazelor naturale a fost afectată suplimentar de temperaturile sub mediile sezoniere înregistrate în această iarnă în mai multe părți ale lumii, inclusiv în Europa.

Chiar dacă această tendință nu este încă reflectată de tarifele aplicate consumatorilor finali, întrucat contractele se încheie, de regulă, pe perioade mai lungi (media fiind de un an), există premisele unor ajustări ascendente în perioada următoare.

O influență aproape la fel de importantă a revenit liberalizării complete a pieței energiei electrice pentru consumatorii casnici începând cu 1 ianuarie 2021, raportul dintre consumul deservit de piața liberă, respectiv de cea reglementată, fiind anterior de circa 40:60.

Ecartul dintre prețul practicat pe piața liberă și cel plătit de consumatorii aflați în regim reglementat s-a lărgit considerabil în ultimii doi ani.

Astfel, alinierea bruscă a celor două niveluri de preț a determinat o majorare amplă a tarifului mediu plătit de consumatorii casnici, cu un aport de aproape 1% la accelerarea inflației IPC.

Figura 12. – Prețurile energiei electrice și gazelor naturale

Cea mai strânsă corelație cu rata inflației o are frecvența scumpirilor. Astfel, de cele mai multe ori, accelerarea inflației de la o perioadă la alta rezultă din consemnarea în economie a mai multor creșteri de prețuri.

15 Dolari SUA.

11

Figura 13. – Preț Piața pentru Ziua Următoare

Volatilitatea cotațiilor materiilor prime internaționale imprimă flexibilitate la nivelul prețurilor finale în cazul bunurilor energetice și al alimentelor neprocesate, în timp ce prețurile altor categorii de bunuri și servicii sunt mai rigide.

În domeniul energiei, cotația Brent și-a accentuat traiectoria ascendentă pe parcursul primului trimestru al anului 2021, dinamica anuală reintrând în teritoriul pozitiv (19.9%, de la o contracție de peste 30% în trimestrul IV 2020).

Prețul gazelor naturale la nivel mondial a consemnat, de asemenea, creșteri ample în termeni anuali în trimestrul I 2021 (pe plan european depășind chiar 100%).

Tendința a fost indusă de relansarea producției industriale, dar și de factori de ordin meteorologic, respectiv temperaturile mai reduse decât mediile sezoniere.

Figura 14. – Evoluția cotațiilor internaționale ale materiilor prime

12

În structură, dinamica anuală negativă a prețurilor bunurilor energetice s-a atenuat semnificativ (până la -0,7% în intervalul ianuarie - februarie 2021, de la -6,4 % în trimestrul IV 2020), reflectând creșterea alertă a cotației petrolului, dar și pe cea a prețurilor interne ale energiei electrice, ca efect al menținerii unui raport dezechilibrat între cerere și ofertă.

Ținând cont de faptul că cererea (reprezentată de fabricile care tind să revină la capacitatea de producție din 2019) este crescută în această perioadă, iar oferta (reprezentată de producătorii de energie care nu fac față) este una limitată, au provocat o creștere bruscă a prețurilor.

Figura 15. – Prețurile producției industrial pentru piața internă

Perspectivele inflației Rata anuală a inflației IPC a înregistrat o creștere amplă în primul trimestru al anului curent, imprimată de componenta energetică a coșului de consum, pe fondul liberalizării începând cu 1

ianuarie 2021 a pieței de energie electrică pentru consumatorii casnici și al accentuării dinamicii ascendente a cotațiilor petrolului Brent.

În continuare, rata inflației este anticipată a-și menține traiectoria ascendentă până la finalul anului, când va atinge 4.1%, nivel situat peste limita superioară a intervalului de variație din jurul țintei conform Figurii 16.

La această evoluție a inflației este de așteptat să contribuie și majorările prețurilor la gazele naturale preconizate pentru luna iulie 2021, precum și dinamica prețurilor volatile ale alimentelor (Low Frequency Oscillation).

Figura 16. – Prognoza ratei inflației

13

Componenta bunurilor energetice – combustibili, energie electrică și gaze naturale – este prognozată a cunoaște o dinamizare a ratei de creștere a prețurilor pe parcursul următoarelor două trimestre, după valoarea deja ridicată înregistrată la finele trimestrului I 2021 (7.3%), cu precădere pe fondul evoluțiilor anticipate pentru prețurile gazelor naturale și ale celor ale combustibililor.

Valoarea previzionată pentru finele anului curent este de 9.9%.

Ulterior, începând cu anul 2022, pe fondul manifestării unui efect de bază substanțial, dinamica anuală este proiectată a se înscrie pe un trend descendent și a atinge nivelul de 1.5% în decembrie 2022, respectiv de 0.6% în trimestrul I 2023 conform Figurii 17.

Figura 17. – Inflația anuală a prețurilor bunurilor energetice

Ritmul anual de creștere a prețurilor combustibililor este prognozat în accelerare până în trimestrul III 2021, în contextul majorărilor recente ale cotațiilor țițeiului, urmând a decelera ulterior, odată cu ieșirea din baza de calcul a segmentului temporal afectat de aceste creșteri. Prognoza indică nivelul de 7.5% la sfârșitul anului curent și de 1.8% la finele anului 2022.

Această evaluare s-a produs ca urmare a actualizării traiectoriei prețului petrolului Brent, pe baza cotațiilor futures, la valori mai ridicate decât cele previzionate anterior, dar și a anticipării unei traiectorii mai apreciate pentru dolarul SUA în raport cu euro, cu impact asupra cursului de schimb USD/RON, relevant pentru evoluția prețurilor în lei ale acestei categorii de produse.

Traiectoria prețurilor la gazele naturale este marcată de o majorare semnificativă în luna iulie, în cuantum de 10%, în contextul previzionarii unor ajustări ascendente cu ocazia reînnoirii anuale a contractelor între furnizori și clienții finali, pe fondul creșterilor semnificative ale cotațiilor pe BRM.

Gazprom estimează că în 2021 va obține pe gazele exportate în Europa un preț mediu de 200-209 euro/mmc, cu 50-56% peste pretul de 134 euro/mmc din 2020, însă neagă faptul că această majorare ar fi rezultatul întârzierii cu care a început injectarea de gaze în depozitele din UE.

De ce este important: România a devenit din ce în ce mai dependentă de importurile de gaze în urma declinului natural al producției zăcămintelor tot mai îmbătrânite.

Importurile de gaze au crescut în primul trimestru al acestui an cu 60.8 mii tone echivalent petrol, sau 9.7%, ajungând la 689.3 mii tone echivalent petrol, potrivit datelor publicate de Institutul Național de Statistică (INS) și analizate de Profit.ro. Producția internă în scădere și importurile trebuie să acopere consumul intern și înmagazinările de gaze.

Iar la înmagazinări situația este una delicată. Dacă anul trecut, la această dată, România avea înmagazinați 21.7 TWh (69.5% din capacitatea totală de depozitare), în prezent sunt depozitați doar 6.3 TWh (19.1% din capacitatea totală de depozitare).

14

Astfel, în condițiile unei producții în scădere, importurile vor crește nu numai pentru acoperirea consumului curent, ci și pentru acoperirea deficitului de înmagazinare. Iar prețul importurilor, precum anunță Gazprom, va fi unul considerabil mai ridicat.16

Un factor de risc a cărui importanță s-a amplificat în perioada recentă se referă la dinamica viitoare a prețurilor la gazele naturale și la energia electrică.

Piața gazelor naturale a fost afectată de temperaturile reduse înregistrate în această iarnă la nivel global. Din această perspectivă, în contextul reînnoirii contractelor de furnizare a utilităților (de regulă, cu frecvență anuală), riscuri sunt induse de comportamentul celor doi mari furnizori pe plan local, existând premisele unor ajustări ascendente suplimentare celor considerate în scenariul de bază ale prețurilor pentru consumatorii finali.

În cazul energiei electrice, presiuni inflaționiste pot rezulta tot din acțiunile viitoare ale principalilor actori ai pieței. În pofida liberalizării pieței energiei electrice de la 1 ianuarie 2021 și a anticipării unei intensificări a concurenței ce ar fi avut drept consecință presiuni de diminuare a prețurilor, ofertele pe piața liberă au manifestat o rigiditate sporită.

16 https://www.profit.ro/povesti-cu-profit/energie/continua-scumpirea-gazelor-gazprom-anunta-un-pret-cu-peste-50-mai-ridicat-decat-cel-de-anul-trecut-20213362 (link accesat la data de 20 iunie 2021)

15

❹ Propuneri de mitigare a impactului resimițit de consumatorul final Impactul resimțit de consumatorul final din România în contextul creșterii prețurilor conexe serviciilor de utilități (gaze naturale și energie electrică) poate fi atenuat prin următoarele măsuri: → Pe termen scurt continuarea campaniei de informare a consumatorilor finali pentru a încuraja identificarea celor mai avantajoase condiții de preț și de livrare; urgentarea demersurilor de identificare și clasificare a consumatorilor vulnerabili, cu accent pe implementarea unor măsuri pentru creșterea performanței energetice a fondului de locuințe; încurajarea producerii de energie electrică în regim de prosumer prin programe naționale de tip suport. Ca exemplu amintim Casa Verde Fotovltaice17. → Pe termen mediu îmbunătățirea portofoliului de servicii oferite de operatorii depozitelor de înmagazinare, prin introducerea posibilității de a înmagazina gaze naturale în baza unui profil multi-anual și acordarea unor discount-uri; urgentarea emiterii legislației aferente exploatărilor din Marea Neagră, producția prognozată din arealul pontinc fiind de natură a echilibra raportul între cererea și oferta regională de gaze naturale pe termen mediu și lung; simplificarea procesului de a deveni prosumator din punct de vedere legislativ. → Pe termen lung securizarea unor proiecte energetice strategice de investiții prin PNRR, menite a soluționa criza de generare a energiei electrice pe plan local; pregătirea rundei a XI de concesiuni necesare identificării unor noi perimetre cu potențial petro-gazier.

Prezentul material a fost realizat exclusiv cu titlu de recomandări generale în probleme de interes

asociate sectorului energetic și reprezintă rezultatul efortului colectiv al unui grup de lucru

constituit la nivelul FEL România, în parteneriat cu Asociația Energia Inteligentă.

Analiza a fost realizată de Adrian VINTILĂ (Communication & Media Manager) și Georgian ALBU

(General Manager), la care și-au adus aportul consistent Cezar AXINTESCU, Marta STURZEANU

și Livia MARICA (experți FEL România).

De asemenea, apreciem în mod deosebit contribuția domnului Dumitru CHISĂLIȚĂ (Președinte

AEI) pentru eforturile de armonizare a perspectivei FEL România asupra temei abordate în

prezentul material.

17 Prin intermediul programului se asigură o subvenție de la stat prin Administrația Fondului de Mediu pentru persoanle fizice care doresc să își monteze acasă sisteme fotovoltaice în vederea acoperirii necesarului de consum și a livrarii surplusului in rețeaua națională.